日本電力現(xiàn)貨市場運行現(xiàn)狀及對中國的啟示
楊素1*，肖漢雄1，王陽2，蔣宇2，丁羽2，劉胥雯2，孫燕一1
（1.國網能源研究院有限公司；2.國網江蘇省電力有限公司）
本文發(fā)表在《全球能源互聯(lián)網》2021年第5期，歡迎點擊品讀。本文受國家電網有限公司科技項目（我國電力期貨與金融輸電權交易品種設計及關鍵技術研究）資助。
0 引言
日本新一輪電力體制改革啟動以后，現(xiàn)貨市場的交易量大幅提升，市場結構也逐漸完善，對中國電力現(xiàn)貨市場建設有較大的借鑒意義。深入分析日本電力現(xiàn)貨市場的結構和運行規(guī)律，包括日前市場、日內市場和平衡機制。對改革后市場主體、市場價格、交易量等進行逐年變化趨勢分析?？偨Y改革過程中出現(xiàn)的問題和日本的解決方式，最后提出對中國電力市場建設的啟示和建議。
1 日本電源結構及電力工業(yè)基本情況
1.1 日本電源結構
日本的十大區(qū)域電力公司分別壟斷經營十個對應的區(qū)域電力市場，長期以發(fā)輸配售一體化方式運作。20世紀90年代開始，日本通過引入獨立發(fā)電企業(yè)（IPP）、成立特定規(guī)模電力企業(yè)（PPS）、逐步放開大用戶選擇權等方式，逐漸引入競爭機制。2011年福島核電站發(fā)生嚴重事故后，日本啟動了新一輪電改。根據改革方案，2015年，日本建立了廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構（OCCTO），旨在促進電力的跨區(qū)域流動。2016年，日本電力零售市場全面放開。2020年，日本十大電力公司電網環(huán)節(jié)將實現(xiàn)相對獨立。
1.2 新一輪電改后日本電力市場建設進展
日本電力市場在設計階段參考了歐洲模式，大部分的電能量交易以中長期物理合約形式確定，并且大多是發(fā)售一體化企業(yè)內部交易?，F(xiàn)貨市場不考慮區(qū)域內阻塞，僅考慮跨區(qū)聯(lián)絡線的容量限制，采用分區(qū)電價模式，平衡管理中引入了平衡組模式，這些都與歐洲高度一致，在改革之前，日本電力交易中心（JPEX）組織的批發(fā)市場只起到余缺調劑的作用。交易品種和交易量都較小，主要包括現(xiàn)貨市場、遠期市場、分散式綠色交易市場等部分。隨著日本電改力度加大，現(xiàn)貨市場的交易量也大大提升。近年來，日本已逐步建立了期貨市場、基荷市場、非化石價值市場等單獨的市場，未來還將建立包含輔助服務的平衡市場以及容量市場，日本電力市場體系將越來越完善（如圖1所示）。
注：TOCOM為東京商品交易所；OCCTO為廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構；TDSO為各電網公司的調度機構。
? 圖1 日本電力市場體系設計
2 日本電力中長期交易情況
2.1 中長期雙邊交易
日本中長期交易主要以十大電力公司內部交易為主，如圖2所示。
? 圖2 日本十大電力公司雙邊交易比例
2.2 基荷市場
日本政府在《能源基本計劃》中將煤電、大型水電、核電、地熱發(fā)電等電源定義為基礎負荷電源（簡稱基荷電源）。2015年制定的《長期能源供需預測》提出，到2030年56%的全社會用電量將通過基荷電源供給。大多數基荷電源由十大電力公司擁有，或者簽訂了長期供給合同。長期以來，基荷電源成本較低且供應穩(wěn)定，若被十大電力公司壟斷，新售電公司將難以與之競爭。因此，日本政府在2019年啟動了基荷市場。
基荷電力市場的交易以年為單位，是一種遠期市場交易產品?；墒袌鲈谌毡倦娏εl(fā)交易所（JEPX）開設，以4月1日到次年3月末的一年為區(qū)間，以kWh為單位進行電力交易。交易以單一價格拍賣方式進行，且對賣方出價設定了上限（價格不能超過基荷電力平均發(fā)電成本）。
如表1所示，2020年日本交割的基荷電力分別于2019年8月、9月和11月進行了競價交易，分為北海道、東京和關西3個區(qū)域市場進行。從交易價格來看，基荷電力市場價格并不低于現(xiàn)貨市場平均價格（2019年現(xiàn)貨市場均價7.93日元/kWh），基荷市場并未突顯價格優(yōu)勢。從交易量來看，3個市場成交量為534.3 MW，相當于每年4.68 TWh，僅占新電力公司2019年度全部售電量（129.1 TWh）的3.6%。
?表1 基荷市場交易數據
3 日本現(xiàn)貨市場結構
3.1 日前市場
日前市場的交易標的是將于第二天交割的電量。市場參與者既可以對各個時間段報價，也可以對一段時間整體報價。交易電力的單位為MW（30 min的電量為500 kWh），投標價格以0.01日元為單位。交易時間從交易日（交割日的前一天）前10天開始，8:00—17:00均可出價。交易日當天10:00結束競標，并計算第二天的交易。
日前市場采用單一價格競價（系統(tǒng)邊際電價出清模式）交易方式。在截止日期之后，交易所將所有投標合并，并在供需曲線的交點（“賣出”數量價格線和“買入”數量價格線）處確定合約價格和數量。所有投標人無論投標價格如何，都以確定的合同價格進行買賣。低于合同價格的出價將以合同價格出售，高于合同價格的出價將以合同價格購買。
日前市場交易由OCCTO進行安全校核，出清時僅將區(qū)域間聯(lián)絡線的傳輸能力作為邊界條件。區(qū)域內默認為無阻塞狀態(tài)，如區(qū)域間存在傳輸阻塞，則會發(fā)生市場分裂，需進行分區(qū)電價的計算。分區(qū)電價是節(jié)點邊際電價的一種相對簡單化的形式，默認前提是發(fā)生于各區(qū)域內的阻塞情況并不嚴重。分區(qū)電價作為阻塞管理的手段和價格信號，引導電力功率從低價格區(qū)域（電力盈余）流向高價格區(qū)域（電力短缺）。
市場成員此前簽訂的場外雙邊物理合約，需要在日前市場出清前申報，并在出清時予以考慮，以確保交易結果與區(qū)域間聯(lián)絡線傳輸能力的匹配。
3.2 日內市場
日內市場是對日前市場的補充，使交易各方在直到關閘時間（一般為運行前1 h）前，仍可調節(jié)交易電量。
交易以撮合成交的方式執(zhí)行，與股票交易的方式相似，采用時間優(yōu)先原則，即先到先得（first-come, first-served）。隨著風電等間歇性能源大量接入電網，短期電力輸出的不確定性將大大增加，因而日內市場的重要性會愈加明顯。
日內市場交易標的為每0.5 h的電量合同，交易單位為0.1 MW，并且投標價格由每kWh的價格以貨幣單位（0.01日元）指定。在日內市場中，可以進行跨區(qū)交易。
3.3 平衡機制
與英國電力市場類似，日本通過平衡機制維持系統(tǒng)平衡，要求市場參與者盡量按照合約發(fā)、用電，如果產生偏差，則需要支付偏差考核費用。
日本電力平衡機制的變遷經歷了圖3所示的3個階段：
? 圖3 日本平衡機制的演變
1）垂直一體化模式。2000年3月之前為垂直一體化模式，主要由垂直一體化的各大電力公司負責各環(huán)節(jié)，由公司內部的調度機構負責本公司的電力平衡。
2）第三方訪問模式。2000年3月以后，日本啟動電力市場化改革，引入了新電力公司參與發(fā)電和售電競爭。由于沒有電網，新電力公司需要與十大電力公司簽訂輸配電合約，成為一個平衡單元，服從十大電力公司的調度。十大電力公司調度機構負責所有接入電網的電源和負荷的平衡，平衡單元（新電力公司）統(tǒng)一管理單元內所有主體產生或消耗的電力。通過準確預測來保持單元輸入和輸出之間的平衡。平衡單元將自身的用電預測和發(fā)電計劃報給調度機構，如果計劃電量和交付電量之間存在差異，調度機構必須通過輔助服務來彌補電力短缺，以確保電網穩(wěn)定。
3）平衡組模式。自售電市場全面放開起，日本將電力系統(tǒng)從“第三方訪問模式”更改為“平衡組模式”，十大電力公司以更加中立的方式進行調度。十大電力公司的發(fā)電和售電環(huán)節(jié)組成的平衡單元和新電力公司組成的平衡單元實現(xiàn)了地位平等，調度機構通過調動簽約的機組來獲得調整能力。從系統(tǒng)運行的角度來看，日本現(xiàn)行的電力系統(tǒng)與歐洲國家相似。此外，日本的平衡組主要由多個運營商聚集在一起，以減少整體不平衡費用。多個電力零售商可以聚合形成“需求平衡組”，多個發(fā)電商也可以聚合形成“發(fā)電平衡組”。管理平衡組的可以是平衡組內代表企業(yè)，也可以是第三方機構，如圖4所示。
? 圖4 平衡組方式示意圖
需求平衡組：一個電力購買合同對應一個需求平衡組，可由一個或多個零售電力運營商組成；平衡組在供給區(qū)域內以合同（需求平衡組）為單位提交各種計劃（包括用電計劃、供需計劃等）。
發(fā)電平衡組：發(fā)電平衡組中包括多個發(fā)電企業(yè)、發(fā)電機組；簽訂電力供給合同可以捆綁多個發(fā)電平衡組，一個發(fā)電廠也可以屬于多個平衡組；以發(fā)電合同為單位提出各種計劃（包括發(fā)電計劃、供需計劃等）；發(fā)電計劃和實際發(fā)電量的差分電量（不平衡）以平衡組為單位。
平衡服務由調度機構統(tǒng)一采購，提供平衡服務的發(fā)電機運行的可變成本由偏差考核費用支付。其中，需求側響應資源也作為平衡電源的一種（稱為Ⅰ-b電源）可被調度機構直接采購。但是，由于沒有平衡市場，目前偏差考核費用并不能正確反映每個區(qū)域平衡功率的實際成本。日本目前已完成平衡市場設計，計劃于2021年啟動。
3.4 十大電力公司在現(xiàn)貨市場中的交易
為促進現(xiàn)貨市場活躍度，日本政府強制十大電力公司將自身發(fā)電量的20%～30%投放到現(xiàn)貨市場，但不禁止回購本公司電力。相當于將十大電力公司內部交易放在交易中心公開交易，此機制稱為gross biding。為了順利回購電力，十大電力公司原則上以邊際費用為基礎進行買賣投標。在2020年4—6月，十大電力公司在現(xiàn)貨市場中出售電量42.1 TWh，其中27.6 TWh通過gross biding完成，新售電公司和其他電力企業(yè)出售電量26.2 TWh。
總體來看，gross biding的作用是提高市場流動性，抑制價格波動，提高十大電力公司內部交易透明度。
4 現(xiàn)貨市場運行情況
4.1 交易量
2012年以來，受福島核事故影響，日本加大了全國范圍內的電力市場化交易的強度，JEPX交易量大增。如圖5所示，自2016年以來，現(xiàn)貨市場的交易量一直在上升，到2019年，日本現(xiàn)貨市場總交易量達到約292.5 TWh，比前一年同期增長了40%以上，這意味著日本約有30%的電力通過JEPX出售。
4.2 交易主體
新一輪電改之后，JEPX會員數有了大幅度的增長，截至2019年12月共189個。新售電公司對交易中心的依賴性較高，截至2019年12月，從JEPX采購的金額比例為88.6%。
4.3 交易價格
從圖5可以看出，自2013年以來，系統(tǒng)價格下降趨勢明顯，在售電市場開放后，系統(tǒng)平均價格在2015年之后一直徘徊在8～9日元/kWh，并在2019年降至7.93日元/kWh。
? 圖5 日本電力交易所現(xiàn)貨交易量及系統(tǒng)平均價格 各國電解制氫項目時間及項目規(guī)模變化圖
2021年1月，日本遭遇創(chuàng)紀錄的寒潮，電取暖需求增加，作為發(fā)電燃料的液化天然氣出現(xiàn)短缺，導致日本供電持續(xù)緊張。據JEPX統(tǒng)計，2021年1月12日，交易所指標價格達到154.57日元/kWh，達到1個月前的25倍。日本電力期貨交易量暴增，為穩(wěn)定批發(fā)電價、降低對用戶的影響，日本經濟產業(yè)省決定對批發(fā)電價設置“200日元/kWh”的上限。日本經濟產業(yè)省原計劃于2022年4月開始實行這一制度，但為確保電力交易環(huán)境穩(wěn)定，決定提前實施。
5 日本現(xiàn)貨市場建設特點及對中國的啟示
日本是在保持輸配電一體化、電網調度一體化的基礎上，通過發(fā)電和售電領域充分引入競爭、全面放開用戶選擇權的方式推進電力改革的，與中國“放開兩頭、管住中間”的改革思路具有高度的一致性。中國以省為單位的實體經濟模式下電力市場建設進程也與日本按區(qū)域經營十大市場有一定相似之處。兩國都提出了碳中和目標，要建立以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，并致力于加強跨省區(qū)交易，促進全國的資源優(yōu)化配置。不同之處在于日本新一輪電改的契機主要在于福島核事故引發(fā)的電力短缺，與中國電力市場改革的背景不同、國情不同。日本電力市場改革還有很長的路要走，區(qū)域壟斷依然存在，廠網分離的改革還在深入推進中，發(fā)電領域的市場化水平遠不及中國。在借鑒日本電力市場改革經驗時，一定要結合不同的國情、不同的改革背景，汲取其有益的做法和經驗教訓。
1）日本電力市場建設注重頂層設計，有確定的時間節(jié)點，中國電改方案需加強計劃性和整體性。
日本在電力改革之前進行了多番研討和反復論證，對電力市場各環(huán)節(jié)、各層級進行了完整的設計，既注重頂層設計也注重實操性。各項措施、機制有具體的時間節(jié)點，嚴格按計劃實施，有非常強的計劃性和全局性。同時，日本還注重多種市場之間的協(xié)調，在電力交易中心統(tǒng)一設有分散式綠色交易、基荷市場、綠色證書市場、輸電權市場等，有效實現(xiàn)了各市場之間的銜接。
中國電力市場建設經歷了較長的實踐探索過程，當前中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等已具雛形，但目前仍缺乏較權威的頂層設計，市場建設的計劃性也有一定欠缺。此外電力行業(yè)長期的多頭監(jiān)管帶來了一定程度的“政出多門，互補協(xié)調”問題。建議中國電力市場建設在開展相關試點的同時，應深化電力市場的頂層設計研究，明確提出全國電力市場建設路徑，加強各市場、各地區(qū)間的統(tǒng)籌協(xié)調。
2）日本電改后加強跨區(qū)交易，中國應堅持統(tǒng)一調度，促進資源大范圍優(yōu)化配置。
日本成立全國性機構（OCCTO）協(xié)調各個調度機構的運營，并建立跨區(qū)聯(lián)絡線輸電權交易市場，旨在打破電力供應的地區(qū)局限，解決電網間聯(lián)系不強、難以大范圍利用發(fā)電資源相互支援等問題，以促進全國范圍內電力資源優(yōu)化配置，實現(xiàn)電力安全穩(wěn)定供應。電改后日本北海道地區(qū)和日本東北地區(qū)的聯(lián)絡線容量已從原來的600 MW增加到900 MW，日本東京地區(qū)和日本中部地區(qū)的聯(lián)絡線容量從1200 MW增加到2100 MW。
借鑒日本的經驗，中國電網統(tǒng)一調度管理體制和正在形成的全國范圍電力資源優(yōu)化配置格局，是實現(xiàn)電力安全穩(wěn)定供應的重要保障，在未來深化電力市場化改革中應繼續(xù)堅持。中國已經初步形成全國聯(lián)網的格局，跨省跨區(qū)資源優(yōu)化配置需求顯著，市場建設應以大范圍資源優(yōu)化配置為主要目標之一。
3）日本為促進市場競爭，在電力市場設計中為基荷電源設立了單獨市場，并在現(xiàn)貨市場中引入gross biding機制，中國應加強監(jiān)管，避免發(fā)售一體化壟斷影響市場交易公平性。
長期以來日本實行區(qū)域發(fā)輸配售一體化壟斷，電改之后十大電力公司的電網環(huán)節(jié)實現(xiàn)了相對獨立，但大部分電力公司還是保持發(fā)售一體化運營，在市場占據強勢地位，新售電公司生存困難。日本通過多種機制促進市場競爭，要求十大電力公司將優(yōu)質的基荷電源供應給基荷市場，并且要求十大電力公司將自身發(fā)電量的20%～30%投放到現(xiàn)貨市場（gross biding機制）。
中國發(fā)售一體化壟斷情況也比較嚴重。以山東為例，2019年年度雙邊協(xié)商交易中，成交電量達到128.1 TWh，其中發(fā)電企業(yè)售電公司獨占78.8 TWh，占比高達61.5%。此外，在售電公司代理電量前十名中，有8家屬于發(fā)電集團售電公司，其中華能山東電力熱力營銷有限公司以近27.7 TWh的電量占據第一名，市場份額高達21.6%。建議監(jiān)管部門對發(fā)售一體化企業(yè)內部交易進行規(guī)范，并對中國的基荷電源進行長遠考慮。基荷電源成本低廉，供應穩(wěn)定，對市場至關重要，需要統(tǒng)籌考慮，加強市場監(jiān)管，避免其由部分企業(yè)壟斷，阻礙市場競爭。
4）為平抑現(xiàn)貨市場風險，日本啟動了電力期貨市場，中國電力現(xiàn)貨市場規(guī)避風險能力有待加強。
日本電力期貨市場建設有兩大特點。一是啟動謹慎。日本政府對電力期貨市場進行了周密的設計，并且等到現(xiàn)貨市場交易量較大，市場較成熟時才適時上線期貨交易，整整耗時3年。二是期貨交易注重國際化。在國際金融市場中，許多衍生品合約都會實行跨國交割，日本電力期貨產品已在歐洲上線。中國可借鑒日本相關經驗，在培育完善電力現(xiàn)貨市場的同時，超前籌劃電力金融市場，進行政策法規(guī)儲備，包括電力金融產品跨國交割等。
本文引文信息
楊素，肖漢雄，王陽，蔣宇，丁羽，劉胥雯，孫燕一. 日本電力現(xiàn)貨市場運行現(xiàn)狀及對中國的啟示[J]. 全球能源互聯(lián)網，2021，4(5)：497-505.
YANG Su, XIAO Hanxiong, WANG Yang, JIANG Yu, DING Yu, LIU Xuwen, SUN Yanyi. Current situation of Japanese electric power spot market and its enlightenment to China[J]. Journal of Global Energy Interconnection, 2021, 4(5): 497-505(in Chinese).
